Ценообразование на рынках газа2015-4-2 · 3...

Энергетический бюллетень

21 февраль 2015

Ценообразование на рынках газа

2

Э Н Е Р Г Е Т И Ч Е С К И Й Б Ю Л Л Е Т Е Н Ь

Выпуск № 21, февраль 2015

Содержание выпуска

Вступительный комментарий 3

Ключевая статистика 4

По теме выпуска

Ценообразование на газ в России: выбор пути 10

Ценообразование на газ: европейская перспектива 14

Обсуждение

Стимулирование развития ВИЭ в изолированных и удаленных

энергосистемах (территориях) России 18

Турецкий транзит 22

Обзор новостей 26

Выпуск подготовлен авторским коллективом под руководством Леонида Григорьева

Виктория Гимади Александр Курдин

Олег Колобов Ирина Поминова

Александр Амирагян Александр Мартынюк

Ответственный за выпуск — Александр Голяшев

3



Вступительный комментарий

Ценообразование на рынках газа является, пожалуй, самой горячей

темой в Европе в последние 15 лет. Ранее европейские покупатели

были озабочены надежностью поставок газа и удовлетворены

«гронингенскими» контрактами, привязывавшими цену на газ

(с лагом в 6–9 месяцев) к ценам на конкурирующие виды жидкого

топлива. Со временем произошли важные изменения: рост цен на

энергоресурсы, сильные флуктуации нефтяных цен, появление СПГ

(особенно из Катара) и рост перевозок танкерами. Поставщики и

потребители больших объемов газа держатся за долгосрочные

контракты по объемам поставок, обсуждая ценообразование —

для большей адаптивности к конъюнктуре. Риски вложений в

добычу и транспортировку газа высоки в силу громоздкости

газовых проектов — обычно они много дороже даже нефтяных.

Выбор модели ценообразования в России — критический вопрос для

«Газпрома» и других компаний по рентабельности внутренних

продаж (убыточных до 2010 года) и стимулов к экспорту. Размеры

страны и различия потребителей газа: семьи, электрогенерация,

химия, металлургия, — усложняют выбор. Нет решения, которое

учло бы все интересы, включая конкурентоспособность

энергоемкого промышленного экспорта. Мечта «Газпрома» о

равной прибыльности всех продаж пока далека от реализации.

Снижение мировых цен на нефть приведет к значительному

сокращению цен на трубопроводный газ в Европе из Алжира,

Норвегии и России. Контракт России с Китаем будет выглядеть

более привлекательно. Цены на СПГ окажутся выше, чем на «газ из

трубы» — потребители переориентируются на «трубу». Но

дальнейшая перестройка системы ценообразования на газ в ЕС

может привести к увеличению колебаний цен, большей будущей

неопределенности для российского экспорта и капиталовложений.

В этом плане «Турецкий поток» выглядит как оборонительное

мероприятие для снижения правовых и политических рисков

«Газпрома» и России в ЕС. Одновременно оно лишает ряд стран и

ЕС больших инвестиций в развитие, ставя под сомнение мудрость

чрезмерно жесткой переговорной позиции ЕС в последние годы.

Главный советник руководителя Аналитического центра

проф. Леонид ГРИГОРЬЕВ

4



Российская статистика

Таблица 1

Ключевая энергетическая статистика по России

Показатель Ед. измер. Авг. 2014

Сен. 2014

Окт. 2014

Нояб. 2014

Дек. 2014

Янв. 2015

Месяч. изм., %

Годов. изм., %

Нефть

Добыча млн. т 44,5 43,4 44,8 43,5 45,1 45,3 0,4 0,9

Экспорт млн. т 17,9 19,4 19,1 18,1 16,2 20,7 27,7 7,5

Переработка млн. т 25,5 23,4 24,1 24,6 25,4 24,1 -5,2 3,7

Природный газ

Добыча млрд. куб. м 43,6 45,2 53,1 нд нд 60,9 нд -7,2

Экспорт млрд. куб. м 10,9 11,2 нд нд нд 15,8 нд -26,9

Потребление млрд. куб. м 25,0 27,1 нд нд нд 52,4 нд -4,2

Уголь

Добыча млн. т 28,2 30,1 32,5 33,9 35,4 31,2 -11,9 9,5

Экспорт млн. т 12,7 12,3 12,6 29,7 30,5 11,6 -61,9 -5,0

Электроэнергия (ЭЭ) и тепло

Выработка ЭЭ млрд. кВт·ч 79,0 79,9 92,6 95,5 104,1 103,1 -1,0 1,7

Произ-во тепла млн. Гкал 15,0 20,4 45,5 56,3 68,9 81,1 17,7 10,2

Источник — Минэнерго России

График 1

Экспорт нефти из России

Источник — Минэнерго России, Росстат

5



График 2

Производство нефтепродуктов в России

Источник — Минэнерго России

В январе 2015 года добыча нефти в России составила 45,3 млн. т (+0,9% к январю

2014 года), экспорт – 20,7 млн. т (+7,5%), переработка – 24,1 млн. т (+3,7%).

Сохраняется отрицательная динамика показателей в газовой отрасли, особенно это

касается экспорта. В январе 2015 года экспорт газа из России упал на 26,9% по

сравнению январем 2014 года, а добыча снизилась на 7,2%. Наибольший вклад в

снижение экспортных поставок внесла Украина (подробнее см. Обзор новостей).

График 3

Средние розничные цены на нефтепродукты в России и индекс потребительских цен (ИПЦ) за неделю

Источник — Росстат

6



Таблица 2

Цены на нефтепродукты на 24 февраля 2015 г. (руб./л) и их изменение за 28 дней

Регион/Нефтепродукт АИ-80 АИ-92 АИ-95 ДТ

Цена Изм. Цена Изм. Цена Изм. Цена Изм.

Российская Федерация 30,71 0,53 32,08 -0,18 34,97 -0,11 34,13 -0,31

Москва нд нд 32,57 -0,10 35,51 -0,08 34,40 -0,01

Московская область 30,07 0,02 31,91 -0,20 35,08 -0,08 33,43 -0,05

Санкт-Петербург нд нд 32,62 0,00 36,01 0,00 34,37 0,00

Ленинградская область 31,27 -0,02 32,08 -0,11 35,02 -0,06 33,90 -0,02

Новосибирск 26,36 0,10 30,00 -0,13 32,58 -0,13 34,50 0,00

Екатеринбург нд нд 31,65 -0,04 34,05 -0,03 34,60 -0,14

Казань 30,10 0,00 30,70 -0,74 34,16 -0,32 33,56 -0,24

Владивосток нд нд 35,10 -0,09 37,04 -0,07 36,90 -0,36

Источник — Росстат

В январе — феврале 2015 года розничные цены на нефтепродукты в России снизились

в среднем на 10–30 коп., несмотря на высокие темпы инфляции в стране. Производство

электроэнергии в России в январе 2015 г. выросло на 0,4% по сравнению с январем

2014 г., а потребление снизилось на 0,3%, что связано с более высокой по сравнению с

прошлым годом среднемесячной температурой наружного воздуха в январе 2015 г., и

это также вызвало снижение производства теплоэнергии (–0,4%).

График 4

Потребление и цена электроэнергии в России

Источник — НП «Совет рынка»

7



Мировая статистика

Таблица 3

Цены на энергоносители

Показатель Ед. измер. 02

фев 09

фев 16

фев 23

фев Месяч. изм., %

Годов. изм., %

Нефть Urals долл./барр. 52,4 56,4 61,1 59,5 30,0 -45,0

Нефть Brent долл./барр. 52,3 57,0 61,2 59,7 26,7 -45,3

Нефть WTI долл./барр. 49,3 53,0 52,7 49,6 9,5 -51,7

Бензин (цена ARA FOB) долл./т 520,0 570,0 577,0 585,5 22,5 -40,7

Дизель (цена ARA FOB) долл./т 503,3 561,0 579,8 571,0 22,0 -38,6

Газ (цена на TTF Hub) долл./тыс. м3 256,9 270,6 302,0 282,0 14,1 -20,2

Уголь (API 2 CIF ARA) долл./т 57,7 61,8 62,6 62,1 6,0 -19,8

Электроэнергия (EEX) евро/МВт·ч 42,4 27,6 35,5 31,7 -25,2 -8,3

Источник — Thomson Reuters Datastream, Intercontinental Exchange

В феврале тенденция к снижению цен на нефть была переломлена. Во многом

поддержка цен была обусловлена информацией о снижении количества буровых

установок в США. Однако на фоне сезонного падения спроса там наблюдается

рекордный рост запасов, которые обновили максимальные значения за последние

80 лет. Это препятствует дальнейшему восстановлению нефтяных котировок.

График 5

Цены на нефть Urals, WTI и Brent

Примечание — цены за февраль 2015 г. рассчитаны как средние за период 1—24 февраля

Источник — Thomson Reuters Datastream

8



График 6

Цены российского газа на границе с Германией, газа на TTF Hub, индонезийского СПГ в Японии и природного газа в США (Henry Hub)

Источник — МВФ, Intercontinental Exchange

Относительно теплая погода в США в январе — феврале обуславливала низкий спрос,

оказывающий давление на цены на местном газовом рынке. Из-за новостей о

планирующемся сокращении добычи газа в Нидерландах и технических проблемах с

поставками из Норвегии спотовые цены на газ в Европе в начале февраля росли.

Падение цен на нефть и слабый спрос на СПГ в Японии и Республике Корея

вынуждают поставщиков сжиженного газа делать большие скидки в Азии.

График 7

Динамика цен на уголь (API 2 CIF ARA), газ (TTF Hub) и электроэнергию (EEX)

Примечание — цены за февраль 2015 г. рассчитаны как средние за период 1—24 февраля

Источник — Thomson Reuters Datastream

9



График 8

Добыча и потребление нефти в мире; изменение доли ОПЕК в мировой добыче и доли ОЭСР в мировом потреблении

Источник — МЭА

Февральский прогноз МЭА по приросту мирового спроса на нефть в 2015 году остался

неизменным — 0,9 млн. барр./день. С учетом снижения капиталовложений в

нефтедобычу прогноз прироста предложения нефти со стороны стран, не входящих в

ОПЕК, в 2015 году был сокращен на 0,15 млн. барр./день — до 0,8 млн. барр./день.

Таблица 4

Производство (добыча) и потребление нефти, млн. барр./день

2014 2015 I кв. 2014 /

I кв. 2015, % I II III IV I

Добыча нефти

ОПЕК 36,3 36,4 37,0 37,0 - -

Сауд. Аравия 11,4 11,4 11,5 11,5 - -

США 11,0 11,7 12,1 12,4 12,4 13,3

Россия 11,0 10,9 10,8 11,0 10,9 -0,5

Мир 92,0 92,8 93,9 94,3 - -

Потребление нефти

Китай 10,2 10,3 10,4 10,7 10,4 2,7

Европа (ОЭСР) 13,0 13,4 13,9 13,4 13,0 0,0

США 19,2 19,0 19,5 19,8 19,4 1,5

Мир 91,7 91,6 93,1 93,5 92,5 1,0

Источник — МЭА

10



По теме выпуска: В России

Ценообразование на газ в России: выбор пути

Согласно действующему законодательству, Россия с начала

2018 года должна отказаться от регулирования оптовых цен на

газ и перейти к регулированию тарифов на его транспортировку.

До 2018 года предполагается использовать формулу, задающую

постепенное достижение равной доходности поставок газа на

внешний и внутренний рынки. Сейчас, в основном по объективным

причинам, регулирование все дальше отходит от задуманного

перехода к равной доходности, и определенность относительно

будущего метода ценообразования на газ в России отсутствует.

Природный газ занимает одно из ведущих мест в топливно-энергетическом балансе

России, играет значительную роль в качестве неэнергетического ресурса для

промышленности: порядка 65% природного газа используется в производстве

электроэнергии и тепловой энергии, около 10% потребляется населением, более 15% —

в промышленности и прочими потребителями, 10% идет на нужды по транспортировке

газа. При этом около 2/3 электроэнергии и тепловой энергии в России производится за

счет газа; он является важным ресурсом в химической промышленности и в

металлургии, потребляется домохозяйствами в России для приготовления пищи и

обогрева. Последние 10 лет, особенно в период 2007–2011 годов, в России наблюдался

значительный рост цен на газ. По данным Росстата, с 2005 по 2014 год цены на

природный газ для промышленных организаций в России выросли в 3,2 раза, составив

в 2014 году 4616 руб./тыс. куб. м, что в свою очередь оказывало влияние на цены

электроэнергии, тепловой энергии, некоторых промышленных товаров. Резкое

изменение цен, возможное при смене метода ценообразования, может привести к

неблагоприятным социально-экономическим последствиям, но сохранение прежней

модели также влечет за собой ряд вероятных негативных эффектов, к которым можно

отнести недостаток инвестиций, дефицит мощностей по транспортировке газа в ряде

регионов, недостаточно эффективную деятельность со стороны производителей газа.

Система ценообразования на оптовом рынке газа в России

В настоящее время в газовой отрасли оптовые цены на газ задаются регулятором для

ОАО «Газпром» в рамках заданного диапазона минимальных и максимальных цен (по

такому принципу цены формируются с 2007 года для потребителей с новыми

11



контрактами или с дополнительными объемами, кроме населения). При этом

регулируемые цены дифференцированы по зонам, но ограничены сверху заданным

Правительством Российской Федерации общим по России темпом роста; минимальная

граница цен формируется по определенной формуле (заданной с 2011 года, см. ниже).

Независимые производители газа реализуют топливо на оптовом рынке по

нерегулируемым ценам. Осенью 2014 года началась биржевая торговля газом, цены в

рамках которой также не регулируются. Кроме этого, в общей системе регулирования

задаются дифференцированные тарифы на транспорт газа по магистральным

трубопроводам России для независимых поставщиков газа; тарифы для

газораспределительных и сбытовых организаций регулируются государством.

В России система ценообразования на природный газ на оптовом рынке на протяжении

всего периода регулирования подвергалась ряду изменений, но до 2007 года

критических перемен в регулировании не наблюдалось. С 2000 года на

законодательном уровне было сформулировано два основных приоритета, на которых

предполагалось построить будущую систему ценообразования на природный газ.

В качестве первого приоритета для изменения системы ценообразования был задан

переход к либерализации оптовых цен на газ с сохранением регулирования тарифов на

услуги по его транспортировке. Данный приоритет формально был обозначен еще в

2000 году, но впервые сроки такого перехода были определены лишь в 2010 году

(изначально — к 2015 году, позднее срок был перенесен на 2018 год).

В качестве второго приоритета в 2007 году была задана необходимость перехода в

два этапа от цен внутреннего рынка, формируемых в рамках задаваемых

Правительством Российской Федерации пределов роста средних цен на газ, к ценам

равной доходности между внешним и внутренним рынками. Предполагалось, что

равная доходность будет обеспечена по сравнению с европейскими рынками (за

вычетом издержек по транспортировке и экспортных пошлин, то есть будут

сформированы цены нетбэк). На первом этапе оптовые цены на газ группы «Газпром»

должны формироваться в рамках задаваемой формулы, которая учитывает стоимость

альтернативных видов топлива на европейских рынках (мазут и газойль), обеспечивает

постепенный переход к равной доходности (с 2011 по 2017 год). При этом на первом

этапе при помощи корректирующего коэффициента в формуле все еще учитываются

задаваемые Правительством пределы роста цен на газ в целом по России. На втором

этапе (с 2018 года) должен быть осуществлен переход к свободным ценам на оптовом

рынке, формируемым по принципу равной доходности (как индикатора).

Постановка приоритета о переходе к равной доходности цен на газ в 2007 году была

обусловлена рядом факторов, которые в значительной мере потеряли свою

12



актуальность в настоящее время. Во-первых, в 2007–2010 годах были достаточно

высоки ожидания относительно быстрого роста спроса на газ на внешних рынках газа

(и связанное с этим нежелание производителя реализовывать газ по относительно более

низким ценам на внутреннем рынке). Во-вторых, в конце 90-х — начале 2000-х годов в

России велась политика сдерживания роста цен на природный газ, что во многом

послужило причиной отрицательной рентабельности продаж ОАО «Газпром» на

внутреннем рынке в середине 2000-х годов. Однако в результате ежегодного и

превышающего инфляцию увеличения цен на газ с 2007 по 2011 год (на 15–25%

ежегодно и для промышленных потребителей, и для населения, График 9) проблема

низкой рентабельности на внутреннем рынке была фактически решена. Так, по оценкам

ОАО «Газпром», рентабельность внутренних продаж стала положительной с 2009 года.

Кроме этого, изменилась ситуация на внешних рынках — спрос на газ на европейских

рынках рос медленнее, чем ожидалось ранее. Произошли изменения и на внутреннем

рынке — наблюдалось значительное увеличение роли независимых поставщиков газа в

России (рост их доли во внутренних продажах газа с 14% в 2007 году до 36% в

2013 году), особенно среди продаж промышленным потребителям и генерирующим

компаниям, что привело к усилению конкуренции на внутреннем рынке.

График 9

Предельные изменения оптовых цен на газ в России, в среднем за год к предыдущему году, %

* Для 2006–2007 годов приведены темпы роста для всех категорий потребителей Источник — по данным прогнозов Минэкономразвития России

В связи с появлением других базовых предпосылок появился вполне обоснованный

вопрос о том, является ли переход к равнодоходным с европейским рынком ценам

эталоном рыночной цены для российского рынка, не будет ли данный индикатор

13



завышенным. По приблизительным оценкам, для достижения равной доходности

нужно будет значительно повысить цены на газ на внутреннем рынке (График 10).

График 10

Цены на российский газ при экспорте в Европу, цены для промышленности в России, долл./тыс. куб. м

Источник — Росстат, Банк России, МВФ, ИПЭМ («Оценка затрат на транспортировку природного газа по различным экспортным маршрутам», для грубой оценки нетбэка взята оценка затрат по маршруту Ямбург — Баумгартен (Австрия), которая по расчетам ИПЭМ составляет около 70 долл./1000 куб. м)

В 2013–2014 годах было опубликовано несколько исследований, в которых показано,

что дальнейшее ежегодное увеличение внутренних цен на газ такими же высокими

темпами, как это происходило ранее, создает значительные риски для российской

промышленности (например, это отмечали Минэкономразвития России, ИНЭИ РАН).

Согласно Минэкономразвития России, для приближения к ценам равной доходности

индексация цены на газ в 2013-2015 годах должна составлять 15% в год. Это в свою

очередь приведет к росту цен на газ и электроэнергию за этот же период в 1,4–1,5 раза,

за чем последует рост издержек в электро- и газоемких отраслях.

В настоящее время темпы роста цен на газ на оптовом рынке для 2014–2017 годов были

снижены до уровня менее чем 5–10% в год (График 9). Это является признаком того,

что происходит временный или окончательный отказ от логики равнодоходных цен в

качестве индикатора нерегулируемой цены на природный газ в России. В настоящее

время правила ценообразования, которые должны быть установлены в 2018 году,

остаются неопределенными, сохраняются вопросы о целесообразности перехода к

принципу равной доходности (особенно с учетом текущего валютного курса), а о также

возможности выбора иной модели ценообразования на газ на оптовом рынке.

http://www.eriras.ru/files/vliyanie-rosta-tsen-na-gaz-i-elektroenergiyu-na-razvitie-ekonomiki-rossii.pdf

http://economy.gov.ru/minec/activity/sections/macro/prognoz/doc20130325_06

14



По теме выпуска: В мире

Ценообразование на газ: европейская перспектива

В свете последних событий и тенденций — введения экономических

санкций против России, заключения крупного контракта на

поставку газа с Китаем, снижения мировых цен на нефть —

вопросы ценообразования на газ в европейском регионе, которые

еще недавно находились в центре внимания российских экспертов

в связи с пересмотром условий экспортных контрактов

ОАО «Газпром», несколько отошли на второй план. Вместе с тем

западное направление является ключевым для российского

экспорта природного газа и будет сохранять свое значение в

дальнейшем — в большей или меньшей степени в зависимости от

развития восточного направления и СПГ. Адаптация к

наметившейся трансформации европейской модели

ценообразования на газ представляет для российской экспортной

политики не менее серьезный вызов, чем диверсификация

экспортных маршрутов. Чем характеризуется текущий этап ее

трансформации?

Развитие газовой отрасли Европы опиралось на импорт продукции со сверхгигантских

месторождений1, первым из которых стал нидерландский Гронинген, открытый в

1959 году. Именно в Нидерландах были сформированы основные элементы,

составившие впоследствии основу «традиционной» модели контрактов на поставку

газа в континентальной Европе, к которым можно отнести:

Механизм ценообразования, основанный на принципе замещения стоимости газа

конкурентными источниками энергии с корректировкой на стоимость

транспортировки от границы (нетбэк).

Принцип замещения стоимости (принцип рыночной стоимости, Гронингенский

принцип) был сформулирован в 60-е годы. Он пришел на смену принципу реализации

газа на условиях «издержки плюс» и был призван максимизировать природную ренту

поставщиков. Данный принцип состоит в привязке цены на газ к цене конкурентных

источников энергии — как правило, нефтепродуктов (мазута и дизельного топлива) или

1 Международные механизмы формирования цен на нефть и газ / Секретариат Энергетической Хартии,

2007.

15



сырой нефти (в предположении, что соотношение цен на сырую нефть и

нефтепродукты постоянно).

Долгосрочные контракты по принципу «бери или плати» с возможностью

корректировки (ежемесячного или ежеквартального пересчета, ориентированного

на колебания цен на конкурентные источники энергии) и регулярного пересмотра

ценовых условий (обычно раз в три года), а также арбитража (в случае

возникновения споров из-за корректировки цены).

Распространение долгосрочных контрактов (на 20–30 лет) с обязательством «бери или

плати», состоящем в поставке и оплате минимального объема газа независимо от

фактического отбора, было обусловлено необходимостью обеспечения

гарантированных объемов поставок для потребителей (безопасность спроса) и

инвестиционной определенности для поставщиков (безопасность предложения). Так

как стоимость замещения газа конкурентными источниками энергии подвержена

изменениям во времени, контракты стали предусматривать регулярный пересмотр

ценовых условий — в целях поддержания конкурентоспособности газа.

«Положение о пункте назначения», исключающее возможность перепродажи газа,

поставляемого в рамках контракта, третьим странам.

«Положение о пункте назначения» было введено для того, чтобы пресечь арбитражные

сделки между странами, находящимися далеко от поставщика и приобретающими газ

со скидкой (на компенсацию транспортных расходов), и более близкими к поставщику.

По экспертным оценкам, «традиционная» модель газовых контрактов в

континентальной Европе продемонстрировала жизнеспособность и адаптивность,

способствуя распространению природного газа в энергетике европейских стран2. Тем

не менее, начиная с 2000-х годов, она все больше подвергается сомнению. Первый удар

по «традиционной» модели пришелся на «положение о пункте назначения».

Европейская комиссия расценила его как нарушение свободы перемещения товаров

внутри Европейского союза, что повлекло первую волну пересмотра газовых

контрактов. Существующая тенденция состоит в предоставлении скидки на

компенсацию расходов только для газа, предназначенного для внутреннего

потребления. Очевидно, что этот пересмотр был продиктован политической волей ЕС,

стремящегося к либерализации газового рынка.

С 2008 года под ударом оказался и принцип ценообразования с привязкой к ценам на

нефть. Здесь сыграли роль не только политические (прежде всего, принятие Третьего

2 Международные механизмы формирования цен на нефть и газ / Секретариат Энергетической Хартии,

2007.

16



энергетического пакета ЕС, направленного на дальнейшую либерализацию), но и

экономические факторы, в числе которых рецессия в Европе, связанная с кризисом

2008–2009 годов и сопровождавшаяся падением спроса на энергию; увеличение

поставок СПГ; активное распространение газовых хабов в европейском регионе; резкий

рост мировых цен на нефть. В результате образовавшегося избытка предложения газа

на европейском рынке и высоких цен на нефть, к которым привязаны долгосрочные

газовые контракты, превышение контрактных цен на газ над спотовыми (TTF Hub) в

2008–2014 годах приобрело устойчивый характер (График 11).

График 11

Цены на газ на TTF Hub, на российский газ на границе Германии и на нефть

Источник — МВФ, Intercontinental Exchange

Такая ситуация привела транспортно-сбытовые компании Европы, связанные с

поставщиками долгосрочными контрактами на условиях «бери или плати», к

ощутимым убыткам. Они стали минимизировать контрактные закупки и стремиться к

пересмотру контрактных условий в сторону их привязки к ценам, формируемым в

газовых хабах. В частности, благодаря этому контрактные цены поставок российского

газа в Европу приблизились к ценам TTF Hub (особенно с наступлением 2012 года).

Вторая волна пересмотра газовых контрактов в Европе привела к предоставлению

европейским потребителям разовых скидок и включению в контрактные формулы

индексации спотовых компонент. По различным оценкам, привязка европейского

17



ценообразования на газ к хабам в 2013 году достигла 30–55%3. Можно отметить и

тенденцию к сокращению сроков новых газовых контрактов (до 10–15 лет).

Переход на рыночные принципы ценообразования на газ ставит перед Европой

нетривиальную задачу — до сих пор гибкость поставок, необходимую для такого

перехода, удавалось обеспечивать только с опорой на внутренние источники газа

(североамериканский континент, Великобритания). Так, к настоящему моменту именно

Нидерланды и Норвегия максимально внедрили в свои экспортные контракты привязку

к спотовому ценообразованию. Позиции ключевых поставщиков газа для Европы за ее

пределами в этом отношении являются более жесткими.

Единый газовый рынок Европы, несмотря на все предпринимаемые усилия, еще не

сформирован, и ориентация на спотовое ценообразование преимущественно характерна

для северо-западных стран региона, где есть необходимая инфраструктура и ценовые

ориентиры. Развитие газовой инфраструктуры ЕС на фоне либерализации рынка

сталкивается с проблемами в области привлечения инвестиций. В этой связи, будучи

приверженным рыночным принципам, европейское законодательство все же

предусматривает и исключения из-под действия Третьего энергетического пакета для

новых масштабных инфраструктурных проектов (на избирательной основе), и прямую

поддержку проектов, получивших статус проектов общеевропейского значения. С

2000-х годов в континентальной Европе активно создаются газовые хабы: Zeerbrugge в

Бельгии, TTF в Нидерландах, PSV в Италии, PEG во Франции, CEGH в Австрии, NCG

и Gaspool в Германии. Крупнейшим европейским хабом остается хаб

Великобритании — NBP, но и для него чёрн (соотношение между выставленными на

торги и физически поставленными объемами газа) варьируется в пределах 11–15, что

едва соответствует показателям ликвидного рынка.

Меняется и благоприятная с точки зрения перехода к рыночным принципам

ценообразования на газ экономическая конъюнктура. Во-первых, с возобновлением

экономического роста в европейском регионе восстанавливается спрос на

энергоресурсы. Во-вторых, Европа начала проигрывать Азии конкуренцию за

краткосрочные поставки СПГ, что нашло отражение в значительном снижении объемов

соответствующего импорта. Наконец, в-третьих, мировые цены на нефть с середины

2014 года пережили сильное падение. Пока европейские эксперты спорят с

российскими о неизбежности перехода к рыночной модели ценообразования на газ4,

драйвером этого перехода в Европе может вновь стать политическая воля.

3 Franza L. Long-term gas import contracts in Europe: the evolution in pricing mechanisms / CIEP Paper, 2014.

4 См., например, Stern J., Rogers H. The Transition to Hub-Based Pricing in Continental Europe: A Response

to Sergei Komlev of Gazprom Export / Oxford Institute for Energy Studies, 2013.

18



Обсуждение: В России

Стимулирование развития ВИЭ в изолированных и

удаленных энергосистемах (территориях) России

В начале года премьер-министр России Д.Медведев подписал

постановление Правительства Российской Федерации от

23.01.2015 № 47, касающееся вопросов стимулирования

использования ВИЭ на розничных рынках электроэнергии.

Указанное постановление предусматривает внедрение механизмов

поддержки генерации на основе ВИЭ на розничных рынках

электроэнергии, в том числе в изолированных и удаленных

энергосистемах (территориях), где использование ВИЭ зачастую

является экономически целесообразным, главным образом за счет

замещения дорогостоящей дизельной генерации.

Развитие нормативно-правовой базы: предыстория

Вопросы развития ВИЭ в изолированных и удаленных энергосистемах начали

подниматься еще в 2000-х годах в рамках Федеральной целевой программы

«Энергоэффективная экономика» на 2002–2005 годы и на перспективу до 2010 года,

принятой в 2001 году и установившей конкретные задачи по замещению органического

топлива ВИЭ (2 млн. т у. т в 2005 году, в том числе 1 млн. т у. т. в районах Крайнего

Севера и приравненных к ним территориях), объем ввода генерирующих мощностей на

основе ВИЭ к 2010 году (до 800 МВт) и производства возобновляемой электроэнергии

(3,9 млрд. кВт·ч). В 2003 году была утверждена Энергетическая стратегия России

до 2020 года, которая обозначила развитие ВИЭ и местных видов топлива, в том числе

в районах Крайнего Севера и приравненных к ним территориях, в качестве одной из

стратегических целей. В 2007 году были внесены поправки в Федеральный закон

от 26.03.2003 №35-ФЗ «Об электроэнергетике», которые ввели в законодательную

практику понятие «ВИЭ», а также впервые конституировали общие принципы и

методы поддержки генерации на основе ВИЭ5.

В 2008–2014 годах основной массив принятых нормативных правовых актов,

направленных на развитие ВИЭ, либо носил рамочный (целевые показатели

5 В части розничных рынков, в том числе изолированных и удаленных энергосистем, были упомянуты

компенсация потерь в электрических сетях за счет электроэнергии, произведенной на основе ВИЭ, а

также компенсация стоимости присоединения генерации на основе ВИЭ к электрическим сетям.

19



использования ВИЭ в электроэнергетике6, возможность включения мероприятий по

использованию ВИЭ в региональные и муниципальные программы по

энергосбережению7) и общеотраслевой характер (комплекс мер по стимулированию

развития электрогенерации на основе ВИЭ8, а также правила и критерии квалификации

генерации на основе ВИЭ9), либо затрагивал вопросы функционирования генерации на

основе ВИЭ на оптовом рынке электроэнергии10

. Тем не менее за этот период были

также утверждены критерии предоставления субсидий в порядке компенсации

стоимости техприсоединения генерации на основе ВИЭ мощностью не более 25 МВт11

и основы ценообразования в области регулируемых цен (тарифов) в электроэнергетике

(вопросы розничных тарифов для ВИЭ)12

; определены квалификация генерирующих

объектов на основе ВИЭ на розничных рынках13

и порядок ведения реестра выдачи и

погашения сертификатов, подтверждающих объем производства электроэнергии на

основе ВИЭ14

. Вопрос необходимости введения отдельных мер для стимулирования

использования ВИЭ в изолированных и удаленных энергосистемах поднимался

в экспертных дискуссиях, но до 2015 года не был отдельно обозначен

в законодательных актах.

Основные изменения и нововведения 2015 года

Продажа электроэнергии

Основным элементом механизма стимулирования развития ВИЭ на розничных рынках

выступает продажа произведенной на квалифицированных генерирующих объектах,

функционирующих на основе ВИЭ (далее — КГО), электроэнергии территориальным

сетевым организациям (далее — ТСО) в целях компенсации потерь в электрических

сетях. Подразумевается, что продажа электроэнергии будет осуществляться в первую

очередь ТСО, к которой подключен соответствующий КГО. В случае если объем

производства КГО превысит объем потерь такой ТСО, оставшийся объем

электроэнергии будет продан ТСО с наибольшим объемом потерь в соответствующем

регионе России.

6 Распоряжение Правительства Российской Федерации от 08.01.2009 № 1-р и распоряжение

Правительства Российской Федерации от 03.04.2013 № 512-р. 7 Федеральный закон от 23.11.2009 № 261-ФЗ.

8 Распоряжение Правительства Российской Федерации от 04.10.2012 № 1839-р.

9 Постановление Правительства Российской Федерации от 03.06.2008 № 426.

10 Постановление Правительства Российской Федерации от 28.05.2013 № 449 и распоряжение

Правительства Российской Федерации от 28.05.2013 № 861-р. 11

Постановление Правительства Российской Федерации от 20.10.2010 № 850. 12

Постановление Правительства Российской Федерации от 29.12.2011 № 1178. 13

Постановление Правительства Российской Федерации от 17.02. 2014 № 116. 14

Постановление Правительства Российской Федерации от 17.02.2014 № 117.

20



Тарифы

Покупка электроэнергии, произведенной КГО, будет осуществляться ТСО

по долгосрочному тарифу, устанавливаемому местными органами власти в области

госрегулирования тарифов на индивидуальной основе с учетом предельных

индикаторов капитальных и эксплуатационных затрат станций, устанавливаемых

Правительством России. Кроме того, учитывается ряд других параметров: базовый

размер инвестированного капитала, в том числе расходы на проектно-изыскательские

работы и техприсоединение к электросетям; размер приведенного инвестированного

капитала; базовый уровень доходности долгосрочных государственных обязательств;

базовый уровень нормы доходности капитала15

; порядок определения нормы

доходности инвестированного капитала; срок возврата инвестированного капитала

(15 лет с момента начала действия тарифа); величина расходов на уплату налога на

имущество организаций.

Основное отличие применения механизма стимулирования ВИЭ на розничных рынках

в изолированных и удаленных энергосистемах от его использования в Единой

энергосистеме состоит в порядке установления уровня долгосрочного тарифа для КГО.

Так, в случае с Единой энергосистемой капитальные и эксплуатационные затраты КГО

не должны превышать предельные уровни таких затрат для соответствующей

технологии на основе ВИЭ, установленные Правительством России16

. В случае

с изолированными удаленными энергосистемами долгосрочный уровень тарифа

должен будет устанавливаться в пределах уровня действующего тарифа, а возврат

инвестиций будет достигаться за счет экономии топлива при использовании

генерирующего объекта на основе ВИЭ. Таким образом, установлено требование

снижения тарифа по отношению к действующим уровням. В результате

в изолированных и удаленных энергосистемах не возникнет дополнительная тарифная

нагрузка для потребителей, характерная для розничных рынков Единой энергосистемы.

Ограничения

Механизм поддержки ВИЭ на розничных рынках предусматривает ряд ограничений.

Так, на этапе квалификации генерирующего объекта ВИЭ устанавливается требование

по обязательному включению такого объекта в схему перспективного развития

электроэнергетики региона России. Данная процедура предусматривает конкурсную

основу; таким образом местные органы власти смогут контролировать развитие ВИЭ

в регионе с учетом потребностей и изменения тарифной нагрузки.

15 14% для КГО, введенного в эксплуатацию в период до 1 января 2017 г., и 12% для КГО, введенного в

эксплуатацию после указанной даты. 16

Указаны в постановлении Правительства Российской Федерации от 28.05.2013 №861-р.

21



Установлены ограничения на объем производства электрической энергии на КГО

(прогнозный объем электрогенерации на основе ВИЭ КГО не должен превышать 5%

прогнозного объема сетевых потерь в соответствующем регионе России). С одной

стороны, даже с учетом оптимистичного сценария развития ВИЭ в России

прогнозируемый объем электроэнергии на их основе покроет максимум 6% объема

сетевых потерь. С другой стороны, ограничение на уровне 5% может создать

определенные проблемы для развития ВИЭ в регионах, характеризующихся

благоприятными для этого климатическими условиями и низким объемом потерь.

Дополнительным ограничением выступают нормативные индикаторы КИУМ17

(ограничение не распространяются на изолированные и удаленные энергосистемы). С

2017 года вводится требование по степени локализации, в случае невыполнения

которого при определении тарифов к капитальным затратам будет применяться

штрафной коэффициент по аналогии с оптовым рынком.

Выводы

Обновление правовой базы в сфере стимулирования развития ВИЭ на розничных

рынках является важным шагом на пути решения проблемы энергообеспечения

изолированных и удаленных энергосистем. Кроме того, оно может обеспечить

сокращение «северного завоза» дизтоплива. Впервые введена дифференциация

подходов для розничных рынков Единой и изолированных и удаленных энергосистем,

что являлось существенным барьером для развития ВИЭ на территории последних.

Определенные риски для эффективной реализации проектов ВИЭ создает требование

по степени локализации, установленное для розничных рынков. Тем не менее

изолированные и удаленные энергосистемы были освобождены от выполнения данного

и ряда других требований (нормативные индикаторы КИУМ, предельные уровни

капитальных и эксплуатационные затрат), что должно благоприятно сказаться на

развитии ВИЭ на их территории.

17 0,14 — для объектов солнечной генерации, 0,27 — для объектов ветровой генерации, 0,38 — для

объектов гидрогенерации, 0,5 — для генерирующих объектов на основе использования биомассы, 0,65 —

для генерирующих объектов на основе использования биогаза и для генерирующих объектов на основе

использования газа, выделяемого отходами производства и потребления на свалках таких отходов.

22



Обсуждение: В мире

Турецкий транзит

Планируемое переключение «Газпрома» с проекта «Южный поток»

на возможные поставки газа в Турцию и далее в Европу еще более

усилило роль Анкары в международном энергетическом

сотрудничестве. Если говорить о южноевропейских газовых

проектах, то теперь турецкий маршрут становится практически

незаменимым. Развитие поставок нефти тоже зависит от

позиций Турции. Переговорная сила этого государства довольно

велика, а политическая позиция относительно самостоятельна,

что заставляет анализировать его как отдельного игрока на

энергетической арене.

В последние несколько лет Турция представляет собой зону столкновения многих

экономических интересов, в частности касающихся транзита энергоносителей.

Приличный уровень экономического развития, политическая стабильность (пусть

небезупречная, но в целом имеющая демократическую основу), благожелательность к

инвесторам и недорогая рабочая сила усиливают плюсы выгодного географического

положения на полпути от ресурсов Ближнего Востока и Каспийского региона к

европейским потребителям. Вместе с этим страна окружена рядом конфликтных

ситуаций в непосредственной близости; внутренняя стабильность время от времени

ставится под вопрос, и «болезни роста» также не чужды турецкой экономике.

Экономические показатели в последние годы были не самыми радужными, в частности

если сравнивать их с индикаторами сопоставимой по уровню развития российской

экономики. Турцию в 2012–2014 годах характеризовали относительно высокая

инфляция (7–9% в год) и безработица (9–10%), довольно значительный уровень

госдолга (более 30% ВВП), перманентный дефицит консолидированного бюджета на

уровне 1,5–2% ВВП.

Замедлился и экономический рост: если с 2002 по 2008 год турецкая экономика росла

почти на 6% в год, а среднегодовые темпы послекризисного роста в 2010–2011 годах и

вовсе составляли примерно 9%, то в 2012–2014 годах речь идет только о 3% в год. С

учетом затянувшихся проблем в еврозоне, играющей большую роль для Турции, такое

замедление предсказуемо. Но и в дальнейшей перспективе до конца 2010-х годов, по

оценкам МВФ, ежегодный рост экономики вряд ли существенно превысит 3,5%.

23



Важной чертой экономики Турции является хронический серьезный дефицит счета

текущих операций (на уровне 6–8% ВВП), что и обусловливает высокую потребность

страны в притоке иностранных инвестиций. Ужесточение монетарной политики США в

связи с этим стало риском для турецкой экономики, а снижение курса турецкой

лиры — логичным последствием. Но ожидаемое смягчение политики в еврозоне может

выправить ситуацию. В любом случае иностранный капитал в стране очень нужен, и

инфраструктурные проекты — хороший способ его привлечь.

2015 год станет в Турции годом парламентских выборов, и эффективные меры по

поддержке замедлившегося роста будут востребованы турецкими властями. Несмотря

на безоговорочное доминирование в турецкой политике последних лет Партии

справедливости и развития и избрание на пост президента страны в 2014 году ее

бессменного лидера Реджепа Тайипа Эрдогана, массовые протесты 2013 года

(начавшиеся из-за реконструкции парка Гези в Стамбуле) и минимальное преодоление

отметки в 50% на президентских выборах порождают сомнения в возможности

получения партией власти конституционного большинства в новом парламенте. Это

может быть важно для Эрдогана, заявлявшего о стремлении расширить полномочия

президента республики; ведь теперь он оказался на этом посту из-за невозможности по

закону и далее оставаться премьер-министром.

Зависимость от энергоносителей остается уязвимым местом Турции, и поэтому

снижение цен на углеводороды стало для национальной экономики скорее хорошей

новостью. Собственные ресурсы — уголь и ВИЭ — позволяют обеспечить лишь около

четверти национального потребления энергии. Больше половины используемого в

стране угля, а также почти все потребляемые нефть и газ импортируются.

Если нефтяной импорт в 2000–2014 годах рос довольно медленно, менее чем на 1% в

год (с учетом нефтепродуктов), то газовый импорт Турции за указанный период

увеличился почти в 3,5 раза, до 49 млрд. куб. м в 2014 году. При среднегодовом

экономическом росте на 4% в год в 2000–2014 годах среднегодовой темп прироста

импорта газа составил 9,2% (График 12). Сохранение этой зависимости при некотором

замедлении роста означает, что к 2020 году Турции понадобится еще около

25 млрд. куб. м газа в год. Сейчас 25–26 млрд. куб. м газа в год в Турцию поставляет

Россия, из них около половины — по «Голубому потоку» через Черное море; в 2014

году еще примерно 8 млрд. куб. м поступило через два СПГ-терминала суммарной

мощностью 12 млрд. куб. м в год (в основном из Алжира, Катара, Нигерии). Остальной

газ приходит из Азербайджана и Ирана, минимальная добыча есть и в самой Турции.

24



График 12

Экономический рост, импорт нефти и газа в Турции

Источник данных — МЭА, МВФ

Потребность Турции в новых поставках очевидна, и позиция «газового» посредника у

ворот Европы для этого весьма подходит. Договоренности о дополнительных

поставках с Азербайджаном на 6 млрд. куб. м в год в рамках строительства газопровода

TANAP (напомним, что еще 10 млрд. куб. м пойдут транзитом в Европу) недостаточны.

В ноябре 2014 г. было подписано рамочное соглашение с Туркменистаном, но

перспективы поставлять газ через Каспий сомнительны. Расширение поставок из Ирана

или разработка восточного Средиземноморья пока тоже представляются неочевидными

(хотя и заслуживающими внимания) вариантами. Новые СПГ-терминалы до́роги, и они

потребуют конкурировать за СПГ с другими европейскими потребителями. Поэтому

строительство новой инфраструктуры из России — «Турецкого потока» — с

перспективой расширения поставок, да еще и со скидкой, весьма привлекательно для

Турции. Россия же повышает защищенность поставок одному из основных

покупателей в европейском масштабе (только Германия и Италия сопоставимы по

закупкам) — и, что наиболее важно, фактически единственному европейскому

кандидату на увеличение поставок18

.

18 Stern J., Pirani S., Yafimava K. Does the cancellation of South Stream signal a fundamental reorientation of

Russian gas export policy? / Oxford Institute for Energy Studies, Jan. 2015.

25



Обратим внимание, что экономические возможности Турции могли бы быть

существенно увеличены, если бы, помимо простой транспортной функции, в стране

удалось создать необходимую инфраструктуру для торговли газом — газовый хаб, а

также при возможности реэкспорта газа. Но это потребует существенного изменения

регулирования как в самой Турции, так и в отношениях с партнерами. Как России, так

и Европе следует учитывать возможность давления Турции в этом направлении при

росте ее переговорной силы.

В сфере нефтеснабжения потребности собственно Турции растут медленнее, и острой

необходимости развивать инфраструктуру вроде бы нет, однако на ситуацию влияет

значительная доля в поставках потенциально рискованных продавцов (Иран и Ирак

суммарно обеспечивают половину импорта сырой нефти в Турцию), а также сложности

с вывозом нефти России и других поставщиков Каспийского региона из Черного моря,

с учетом того, что 3 млн. барр./день нефти и нефтепродуктов перемещаются через

Босфор и Дарданеллы. С одной стороны, сокращение потребления нефтепродуктов в

Европе смягчает необходимость поиска новых решений для черноморского бассейна. С

другой стороны, страны Каспийского региона разрабатывают новые проекты, и для

сохранения роли транзитера Турции следует предотвращать появление «узких мест».

Проблемы Турции как инфраструктурного центра, помимо повышения ее переговорной

силы (которую она может использовать как один из рычагов давления при

продолжении переговоров о вступлении в ЕС), имеют еще несколько аспектов.

Во-первых, до сих пор судьба инфраструктурных проектов в Турции была довольно

сложной. Считавшийся перспективным проект нефтепровода «Самсун — Джейхан»

заморожен; не реализовался и проект нефтепровода «Кыйыкей — Ибрикбаба». Сейчас

строится наиболее амбициозный вариант — канал «Стамбул» в обход Босфора, но

сроки его строительства составляют 10 лет (и за это время ситуация может

существенно измениться), а стоимость — до 20 млрд. долл. Несмотря на многолетнее

обсуждение различных проектов газопроводов, в конечном итоге только сейчас

начинается строительство TANAP. Без сомнения успешным проектом можно назвать

только нефтепровод «Баку — Тбилиси — Джейхан».

Во-вторых, Турция все же имеет блоковый статус, входит в НАТО и намеревается

вступить в ЕС, в связи с чем «нейтральность» ее как посредника и транзитера может

быть поставлена под сомнение.

В-третьих, с учетом регулярного обострения вооруженных противостояний у южных

турецких границ, наличия потенциального конфликта с курдским меньшинством и

имеющегося прецедента массовых протестов против укоренившейся партии власти,

политическая стабильность Турции также может быть поколеблена.

26



Ключевые события: Российский контекст

В 2014 году экспорт и импорт природного газа в России снизились

В 2014 году экспорт газа (без учета СПГ) из России снизился на 12,1% по сравнению с

2013 годом (График 13). В наибольшей степени упали поставки на Украину (–44%) и в

Италию (–19%). В связи с уменьшением спроса на российский газ на европейском рынке

«Газпром» решил сократить закупки газа в Средней Азии в 2015 году: в

Туркменистане — с 10 до 4 млрд. куб. м, в Узбекистане — с 4,5 до 1 млрд. куб. м. Таким

образом, в 2015 году импорт природного газа из Средней Азии (без учета Казахстана)

может составить 5–5,5 млрд. куб. м, что почти в 3 раза меньше уровня 2014 года.

График 13

Экспорт и импорт трубопроводного природного газа в России в 2011–2014 годах

Источник — ФТС России, ОАО «Газпром»; данные по импорту без учета Казахстана

Растут долги потребителей за тепло

Тенденция к росту дебиторской задолженности потребителей за энергоресурсы (по

газу — 120 млрд. руб. на 1 сентября 2014 г., +19% к 2013 году, см. Бюллетень за

октябрь 2014 г.) отмечается и в сфере теплоснабжения. По данным НП «Совет

производителей энергии», в России долги потребителей за тепло в 2014 году выросли

до 155 млрд. руб. (+14% к 2013 году). Основными неплательщиками являются

управляющие компании, ТСЖ и другие жилищные организации; на них приходится

55% задолженности. Рост долгов в условиях увеличения стоимости кредитов приведет

к снижению объема оборотных средств ТСО, что может сказаться на качестве их

деятельности.

http://www.vedomosti.ru/newspaper/article/837281/gazprom-hochet-v-proshloe

http://ac.gov.ru/files/publication/a/4039.pdf

http://ac.gov.ru/files/publication/a/4039.pdf

27



Новости: Российский обзор

Нефть и природный газ

«Газпром нефть» впервые вывезла нефть с Ямала в зимний период. По данным

пресс-службы ОАО «Газпром нефть», в середине февраля с Новопортовского

месторождения (п-ов Ямал, извлекаемые запасы — 250 млн. т нефти) было отгружено

16 тыс. т нефти, которая транспортируется танкером в Европу в сопровождении

атомного ледокола на арктическом участке. До этого в зимний период вывоз нефти

морем с Ямала не осуществлялся. Всего в рамках зимней кампании, которая

завершится в мае, морским путем планируется отгрузить 50 тыс. т сырья.

«Газпром» сдвинул сроки ввода СПГ-заводов. 3 февраля в Гонконге в презентации

для инвесторов «Газпром» объявил, что сдвигает сроки запуска завода «Балтийский

СПГ» (стоимость — 10 млрд. долл.) на 2021 год, а ввод третьей очереди СПГ-завода

«Сахалин-2» (7,4 млрд. долл.) — на 2022 год. Ранее оба проекта планировалось

запустить в 2018–2019 годах. Также в конце 2018–2019 годов компания планировала

ввести в строй завод «Владивосток-СПГ», но недавно председатель правления

«Газпрома» заявил, что компания может вовсе отказаться от проекта. Отметим, что это

не первый перенос сроков реализации СПГ-проектов. Так, в марте 2014 г. «Газпром»

уже заявлял о том, что запустить завод «Балтийский СПГ» в 2018 году не получится из-

за неопределенности с площадкой для строительства. Нынешний перенос сроков связан

с санкциями в отношении российской нефтегазовой сферы и зависимостью компании

от иностранных поставок оборудования и технологий, а также с необходимостью

зарубежного финансирования. В настоящее время «Газпром» ищет иностранных

партнеров для совместной реализации СПГ-проектов.

Schlumberger хочет купить Eurasia Drilling Company (EDC). В январе нефтесервисная

компания Schlumberger договорилась о приобретении 45,65% акций крупнейшей

буровой компании России EDC и опционе на оставшиеся акции. Общая стоимость

сделки без учета опциона составит 1,7 млрд. долл. Компании заключили соглашение,

по условиям которого в 2018 году Schlumberger сможет стать единоличным владельцем

EDC. Первую часть сделки (покупка 45,65% акций) планируется закрыть в I квартале

2015 г. По состоянию на конец 2014 года доля компании EDC на российском рынке

бурения составляла 29%, на котором также представлены «Сургутнефтегаз» (21%),

«Сибирская сервисная компания» (7%), Ru-Energy Group (7%) и др. Однако покупка

может и не состояться. ФАС России заинтересовалась сделкой между компаниями и

обратилась в Schlumberger с просьбой предоставить регулятору информацию о ее

параметрах. 10 февраля все необходимые документы были представлены. У ФАС на их

изучение по закону есть 30 дней.

http://www.vedomosti.ru/newspaper/article/839961/deshevaya-neft-meshaet-dobyche

http://www.vedomosti.ru/companies/news/23491341/gazprom-perenes-srok-vvoda-baltijskogo-spg

28



Новости: На пульсе мировых тенденций

Сланцевая революция

Chevron покидает проекты в Польше и Румынии

В конце января американская нефтегазовая компания Chevron объявила, что

прекращает разведку сланцевого газа в Польше. Представители компании заявили, что

данный проект больше неконкурентоспособен относительно альтернатив в глобальном

портфеле Chevron. Ранее от разработки сланцевых месторождений в Польше

отказались компании Exxon Mobil, Total и Marathon Oil. Кроме того, в середине

февраля Chevron объявила об уходе из аналогичного проекта в Румынии. Таким

образом, американская компания отказалась от всех проектов по добыче сланцевого

газа в Европе. Список причин, приведших к такому решению компании,

представленный ранее не слишком успешными результатами геологоразведки,

противоборством с природоохранными организациями и общественностью,

озабоченной экологическими проблемами, пополнился в последнее время еще одним

весомым фактором — снижением цен на углеводороды.

Саудовская Аравия вложит в добычу сланцевого газа 7 млрд. долл.

В конце января представитель государственной нефтегазовой компании Saudi Aramco

выступил с заявлением о том, что компания планирует инвестировать 7 млрд. долл. в

разработку сланцевого газа на территории Саудовской Аравии. По некоторым оценкам,

Саудовская Аравия имеет не только выдающиеся запасы конвенционных нефти и газа,

но и входит в пятерку стран, обладающих крупнейшими залежами сланцевых

углеводородов. В Saudi Aramco надеются достигнуть успеха, используя богатый опыт

разработки сланцевых месторождений в США. Однако как Saudi Aramco собирается

развивать добычу сланцевого газа в условиях дефицита воды, которая в больших

объемах необходима при гидроразрыве пласта, пока непонятно.

Развитие мирового рынка СПГ

Канада вводит дополнительные налоговые льготы для СПГ-проектов

В середине февраля правительство Канады объявило о готовящемся введении новых

налоговых стимулов для инвесторов в крупные СПГ-проекты. В ближайшие 10 лет

компаниям будет предоставлена дополнительная налоговая скидка на капитальные

затраты, в результате чего они смогут быстрее списывать расходы. На оборудование

для производства СПГ она будет увеличена с нынешних 8% до 30%, а на затраты по

возведению зданий и сооружений — с 6% до 10%. Таким образом, Канада планирует

сохранить интерес инвесторов к своим СПГ-проектам в условиях снижения цен на газ.

29



Новости: Мировой обзор

Америка

В США проходят массовые забастовки работников НПЗ

С начала февраля в США проходит масштабная забастовка сотрудников

нефтеперерабатывающих и нефтехимических заводов. Поводом стали переговоры о

продлении на три года коллективного трудового договора, который представляет собой

шаблон расчета заработной платы и пособий, а также включает вопросы безопасности

отдельных НПЗ. В самой массовой с 1980 года забастовке нефтяников в США

принимают участие уже 6,5 тыс. человек (на 24 февраля), работающих на 15 нефтяных

и нефтехимических объектах, включая 12 НПЗ, которые обеспечивают около 19%

нефтепереработки в стране. Потенциально забастовка грозит затронуть 65 НПЗ,

осуществляющих около 2/3 переработки нефти в США, и более 230 других нефтяных

и нефтехимических объектов страны. Пока остановлена работа лишь одного из

охваченных акцией протеста НПЗ. На большинство других предприятий удалось

нанять временных сотрудников. Royal Dutch Shell, представляющая на переговорах

интересы нефтяных компаний, уже выдвигала 7 возможных предложений, но они были

отвергнуты Объединенным профсоюзом сталелитейной промышленности (USW),

защищающим интересы работников ряда отраслей в Северной Америке.

Ближний Восток и Северная Африка

Shell построит в Ираке нефтехимический комплекс за 11 млрд. долл.

В конце января появилась информация о том, что Royal Dutch Shell подписала с

правительством Ирака контракт на строительство нефтехимического комплекса Nibras

на юге Ирака, в Басре. Завод будет производить не менее 1,8 млн. т нефтехимической

продукции в год. Ожидается, что комплекс будет введен в эксплуатацию через 5–6 лет.

Реализация проекта позволит Ираку стать одним из крупнейших производителей

продукции нефтехимии на Ближнем Востоке.

Европа

Нидерланды сократят добычу газа на Гронингене

В начале февраля правительство Нидерландов из-за подземных толчков распорядилось

уменьшить объем добычи газа на крупнейшем в странах ЕС месторождении Гронинген

до 16,5 млрд. куб. м в первой половине 2015 года. Лимит на добычу за весь 2015 год

был определен на уровне 39,4 млрд. куб. м газа, однако после более детального

изучения причин землетрясений он может быть снижен на 4,4 млрд. куб. м.

http://www.vedomosti.ru/companies/a-z/836/Royal%20Dutch%20Shell

Ценообразование на рынках газа2015-4-2 · 3...

Documents